Nrf 001 pemex 2013 Tubería de Acero para Recolección y Transporte de Hidrocarburos.)

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Tubería de Acero para Recolección y Transporte de Hidrocarburos. (Esta norma cancela y sustituye a la NRF-001-PEMEX-2007 del 24 de junio de 2007) …

Tubería de Acero para Recolección y Transporte de Hidrocarburos. (Esta norma cancela y sustituye a la NRF-001-PEMEX-2007 del 24 de junio de 2007)

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  • 1. NRF-001-PEMEX-2013 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS REVISIÓN: 0 25 de junio de 2013 SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSPAGINA 1 DE 38 TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS (Esta norma cancela y sustituye a la NRF-001-PEMEX-2007 “TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS” del 24 de junio de 2007 y la Especificaciones Técnicas No. 2.421.01, 3.374.01 y 3.374.04 en lo relativo a la especificación de materiales de los Tubos para Ductos.)
  • 2. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 2 DE 38 Esta Norma de Referencia se aprobó por el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la Sesión 92-13, celebrada el 4 de abril de 2013.
  • 3. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 3 DE 38 CONTENIDO CAPÍTULO PÁGINA 0. INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................4 1. OBJETIVO.................................................................................................................................................4 2. ALCANCE .................................................................................................................................................4 3. CAMPO DE APLICACIÓN .........................................................................................................................5 4. ACTUALIZACIÓN......................................................................................................................................5 5. REFERENCIAS..........................................................................................................................................5 5.1. Normas Oficiales Mexicanas....................................................................................................................5 5.2. Normas de Referencia..............................................................................................................................5 5.3. Normas Mexicanas...................................................................................................................................6 5.4. Normas Internacionales...........................................................................................................................6 6. DEFINICIONES..........................................................................................................................................8 7. SIMBOLOGÍA Y ABREVIATURAS ..........................................................................................................10 8. DESARROLLO ........................................................................................................................................11 8.1. Requerimientos de diseño.............................................................................................................. 11 8.2. Materiales ...................................................................................................................................... 11 8.3. Fabricación..................................................................................................................................... 14 8.4. Inspección y Pruebas ..................................................................................................................... 16 8.5. Almacenamiento y transporte......................................................................................................... 24 8.6. Documentación a entregar ............................................................................................................. 24 9. RESPONSABILIDADES ..........................................................................................................................25 10. CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES ........................................................................26 11. BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................................26 12. ANEXO ....................................................................................................................................................29 12.1 ANEXO 1 Hoja de Especificación del Tubo (HET).................................................................................29 12.2 Anexo 2. Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente”.................................................37 TRANSITORIOS..............................................................................................................................................38
  • 4. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 4 DE 38 0. INTRODUCCIÓN Esta Norma de Referencia se emite en atención y cumplimiento a la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento, la Ley de Petróleos Mexicanos y su reglamento, el Estatuto Orgánico de PEMEX, las Reglas de Operación del CNPMOS y la Guía CNPMOS-001 Rev. 1. Esta Norma de Referencia se emite con base en la Norma Internacional ISO 3183:2012, estableciendo los requerimientos que PEMEX debe especificar, así como los requisitos que el Proveedor o Contratista debe cumplir. En la elaboración de esta NRF participaron: PEMEX-Exploración y Producción PEMEX-Gas y Petroquímica Básica PEMEX-Refinación PEMEX-Petroquímica Petróleos Mexicanos Instituto Mexicano del Petróleo AMEXEND A.C. CANACERO IMENDE Altos Hornos de México ArcelorMittal EuroPipe ForzaSteel ICA Fluor Daniel Pytco S.A de C.V. SalzgiterMannetmam México TenarisTamsa Ternium Tubacero Tuberia Laguna S.A. Tubesa Tumex Villacero Este documento es publicado por Petróleos Mexicanos en www.pemex.com, y queda prohibida su venta o reproducción parcial o total. 1. OBJETIVO Establecer los requerimientos técnicos y documentales que deben cumplir los Tubos que se adquieren para los Sistemas de Ductos de recolección, transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados. 2. ALCANCE Esta Norma de Referencia establece los requisitos que deben cumplir los Tubos de acero al carbono y microaleados para Sistemas de Ductos de recolección, transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados.
  • 5. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 5 DE 38 Esta Norma de Referencia no es aplicable para Tubos de: a) Sistemas de Ductos con Tubos metálicos de aleación no ferrosa. b) Sistemas de Ductos con Tubos no metálicos (Tubos flexibles). c) Sistemas de Ductos para aguas profundas. d) Sistemas de Tuberías costa afuera y terrestres para proceso o servicios industriales. Esta Norma NRF-001-PEMEX-2013 cancela y sustituye a la NRF-001-PEMEX-2007 y las Especificaciones Técnicas No. 2.421.01, 3.374.01 y 3.374.04, en lo relativo a la especificación de materiales de Tubos alcance de esta NRF. 3. CAMPO DE APLICACIÓN Esta NRF es de aplicación general y observancia obligatoria para la adquisición de Tubos de acero para Sistemas de Ductos objeto de la misma, que lleve a cabo Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, por lo que se debe incluir en los procesos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requerimiento que se deben cumplir. 4. ACTUALIZACIÓN La revisión y actualización de esta NRF debe ser dentro de los cinco años siguientes a su publicación de declaratoria de vigencia publicada en Diario Oficial de la Federación, debiendo notificar a la Comisión Nacional de Normalización, la revisión, actualización, o en su caso cancelación. Las observaciones y comentarios a esta NRF se deben enviar al Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos en el formato CNPMOS-001-F01, para analizar su procedencia y responder oficialmente a los mismos. Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. Avenida Marina Nacional No. 329-C3, Piso 23, Torre Ejecutiva. Colonia Petróleos Mexicanos, C.P. 11311, México D.F. Teléfono Directo: (55)1944-9240; Conmutador: (55)1944-2500 Extensión: 54997. Correo electrónico: cnpmos@pemex.com 5. REFERENCIAS 5.1. Normas Oficiales Mexicanas 5.1.1. NOM-008-SCFI-2002, Sistema general de unidades de medida. 5.1.2. NOM-018-STPS-2000, Sistema para la identificación y comunicación de peligros y riesgos por sustancias químicas peligrosas en los centros de trabajo. 5.2. Normas de Referencia (NRF) 5.2.1. NRF-009-PEMEX-2012, Identificación de instalaciones fijas. 5.2.2. NRF-004-PEMEX-2011, Protección con recubrimientos anticorrosivos para instalaciones superficiales de Ductos.
  • 6. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 6 DE 38 5.2.3. NRF-020-PEMEX-2012, Calificación y Certificación de Soldadores y Soldadura. 5.2.4. NRF-026-PEMEX-2008, Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y / o sumergidas. 5.2.5. NRF-111-PEMEX-2012, Equipos de Medición y Servicios de Metrología. 5.3. Normas Mexicanas 5.3.1. NMX-CC-9001-IMNC-2008, Sistemas de Gestión de Calidad - Requisitos. 5.3.2. NMX-CC-10005-IMNC-2006, Sistemas de gestión de la calidad ‐ Directrices para los planes de la calidad. 5.4. Normas Internacionales 5.4.1. ISO 148-1:2009 - “Metallic materials -- Charpy pendulum impact test -- Part 1: Test method”, (Materiales metálicos – Prueba de impacto con péndulo Charpy – Parte 1: Método de Prueba). 5.4.2. ISO 3183:2012 - “Petroleum and natural gas industries —Steel pipe for pipeline transportation system”, (Industrias del petróleo y gas natural –Tubo de acero para sistemas de transportación por Ductos). 5.4.3. ISO 4200:1991 - “Plain end steel tubes, welded and seamless -- General tables of dimensions and masses per unit length”, (Tubos de acero de extremos planos, con costura y sin costura – Tablas generales de dimensiones y masas por unidad de longitud). 5.4.4. ISO 6506-1:2005 - “Metallic materials -- Brinell hardness test -- Part 1: Test method”, (Materiales metálicos – Prueba de dureza Brinnell – Parte 1: Método de prueba). 5.4.5. ISO 6507-1:2005 - “Metallic materials -- Vickers hardness test -- Part 1: Test method”, (Materiales metálicos – Prueba de dureza Vickers – Parte 1: Método de prueba). 5.4.6. ISO 6508-1:2005 - “Metallic materials -- Rockwell hardness test -- Part 1: Test method (scales A, B, C, D, E, F, G, H, K, N, T)”, (Materiales metálicos – Prueba de dureza Rockwell – Parte 1: Método de prueba (escalas A, B, C, D, E, F, G, H, K, N, T)). 5.4.7. ISO 6892-1:2009 - “Metallic materials -- Tensile testing -- Part 1: Method of test at room temperature”. (Materiales metálicos – Prueba de tensión – Parte 1: Método de prueba a temperatura ambiente). 5.4.8. ISO 7438:2005 - “Metallic materials - Bend test”, (Materiales metálicos – Prueba de doblez). 5.4.9. ISO 7539-2:1980 - “Corrosion of metals and alloys -- Stress corrosion testing -- Part 5: Preparation and use of C-ring specimens”, (Corrosión de metales y aleaciones – Prueba de corrosión bajo esfuerzo – Parte 5: Preparación y uso de cupones “C-ring”). 5.4.10. ISO 8492:1998 - “Metallic materials -- Tube -- Flattening test”. (Materiales metálicos – Tubo – Prueba de aplastamiento). 5.4.11. ISO 9001:2008 con ISO 9001:2008/Cor 1:2009 - “Quality Management Systems – Requirements” (Sistemas de Gestión de Calidad - Requisitos).
  • 7. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 7 DE 38 5.4.12. ISO 9712:2012 - “Non-destructive testing - Qualification and certification of personnel”, (Pruebas no destructivas- Calificación y certificación de personal)”. 5.4.13. ISO 10005:2005 - “Quality management systems – Guidelines for quality plans”, (Sistemas de gestión de calidad – Guías para los planes de calidad). 5.4.14. ISO 10474:1991 - “Steel and Steel products-inspection documents”, (Acero y productos de acero – Documentos de inspección). 5.4.15. ISO 10893-6:2011 - “Non-destructive testing of steel tubes -- Part 6: Radiographic testing of theweld seam of welded steel tubes for the detection of imperfections”, (Pruebas no destructivas de Tubos de acero - Parte 6: Prueba radiográfica para la detección de imperfecciones en la soldadura de Tubos de acero soldados). 5.4.16. ISO 10893-7:2011 - “Non-destructive testing of steel tubes -- Part 7: Digital radiographic testing of the Weld seam of welded steel tubes for the detection of imperfections”, (Pruebas no destructivas de tubos de acero - parte 7: Prueba radiográfica digital de la costura de soldada de tubos de acero soldados, para la detección de imperfecciones). 5.4.17. ISO 10893-8:2011 - “Non-destructive testing of steel tubes -- Part 8: Automated ultrasonic testing of seamless and welded steel tubes for the detection of laminar imperfections”, (Pruebas no destructivas de Tubos de acero - Parte 8: prueba ultrasónica automatizada para la detección de imperfecciones laminares en Tubos de acero con costura y sin costura). 5.4.18. ISO 10893-9:2011 – “Non-destructive testing of steel tubes -- Part 9: Automated ultrasonic testing for the detection of laminar imperfections in strip/plate used for the manufacture of welded steel tubes”, (Pruebas no destructivas en Tubos de acero – Parte 9: Prueba ultrasónica automatizada para la detección de imperfecciones laminares en lamina / placa que se utiliza en la fabricación de Tubos de acero soldados). 5.4.19. ISO 10893-10:2011 – “Non-destructive testing of steel tubes -- Part 10: Automated full peripheral ultrasonic testing of seamless and welded (except submerged arc-welded) steel tubes for the detection of longitudinal and/or transverse imperfections”, (Pruebas no destructivas de Tubos de acero – Parte 10: Prueba ultrasónica periférica completamente automatizada para la detección de imperfecciones longitudinales y transversales en Tubos de acero sin costura y con costura (excepto soldadura con arco sumergido). 5.4.20. ISO 10893-11:2011 – “Non-destructive testing of steel tubes -- Part 11: Automated ultrasonic testing of the weld seam of welded steel tubes for the detection of longitudinal and/or transverse imperfections”, (Prueba no destructiva en Tubos de acero – Parte 11: Prueba ultrasónica automatizada para la detección de imperfecciones longitudinales y transversales en la soldadura de Tubos de acero soldados). 5.4.21. ISO 10893-12:2011 – “Non-destructive testing of steel tubes -- Part 12: Automated full peripheral ultrasonic thickness testing of seamless and welded (except submerged arc-welded) steel tubes”, (Pruebas no destructivas de Tubos de acero – Parte 12: Prueba ultrasónica periférica completamente automatizada para la medición de espesores en Tubos de acero sin costura y con costura (excepto soldaduras con arco sumergido). 5.4.22. ISO 11484:2009 – “Steel products -- Employer's qualification system for non-destructive testing (NDT) personnel”, (Productos de acero - Sistema del empleador para la calificación del personal de pruebas no destructivas (NDT). 5.4.23. ISO 12135:2002 con ISO 12135:2002/Cor.1:2008 – “Metallic materials – Unified method of test for the determination of quasistatic fracture toughness”, (Materiales metálicos - Método unificado de prueba para la determinación de la tenacidad de fractura cuasiestática).
  • 8. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 8 DE 38 5.4.24. ISO/TR 9769:1991 – “Steel and iron -- Review of available methods of analysis”, (Hierro y Acero - Revisión de métodos disponibles de análisis). 5.4.25. ISO 13623:2009 - “Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems”, (Industrias del petróleo y gas natural – Sistemas de transportación por Ductos). 5.4.26. ISO 15156-1:2009 – “Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production - Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials”, (Industrias del petróleo y gas natural – Materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de gas y crudo – Parte 1: Principios generales para la selección de materiales resistentes al agrietamiento). 5.4.27. ISO 15156-2:2009 – “Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons”, (Industrias del petróleo y gas natural – materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de gas y crudo – Parte 2: Aceros al carbono y de baja aleación resistentes al agrietamiento y uso de fundiciones de hierro). 5.4.28. ISO 15156-3:2009 – “Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S – containing environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys”, (Industrias del petróleo y gas natural – Materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de gas y crudo – Parte 3: Aleaciones resistentes al agrietamiento (CRA’s) y otras aleaciones). 5.4.29. ISO/TS 29001:2010 – “Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Sector-specific quality management systems – Requirements for product and services upply organizations”, (Industrias del petróleo y gas natural – Sector específico de Sistema de Gestión de Calidad – Requerimientos para productos y servicios de organizaciones de suministro). 6. DEFINICIONES Para los fines de esta NRF, se establecen las siguientes definiciones en complemento a las de ISO 3183:2012. 6.1. Defecto: Imperfección con una dimensión o tamaño y/o concentración mayor al criterio de aceptación especificado. 6.2. Dimensionamiento en frío (“cold sized”): Incremento o decremento permanente en el diámetro exterior o circunferencia que se le aplica a un tubo a temperatura ambiente de la planta, en parte o en toda su longitud por medio de un dispositivo mecánico ó por presión hidrostática. 6.3. Documento extranjero: El que emite un organismo de normalización extranjero que no es norma internacional en los términos de la LFMN. 6.4. Ducto (“pipeline”): Componentes de un sistema de ductos conectados entre sí, para transportar fluidos entre estaciones y/o plantas, que incluye Tubo, trampas de diablos, componentes, accesorios, válvulas de aislamiento y de seccionamiento, ISO 13623:2009. 6.5. Expandido en frío (expansión en frío, “cold expansion”): Incremento permanente en el diámetro exterior o circunferencia que se le aplica a un Tubo a temperatura ambiente de la planta, a lo largo de su longitud por medio de un dispositivo mecánico expansor interno ó por presión hidrostática con dado cerrado. 6.6. Imperfección: Discontinuidad o irregularidad en la pared o superficie del producto.
  • 9. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 9 DE 38 6.7. Servicio no amargo: a) Servicios con crudo o gas sin H2S o con pH2S y pH que no inducen falla en los materiales por alguno de los mecanismos como son: CCS, SSC, SOHIC, SZC, HIC, SWC, (ISO 15156-1/-2:2009). b) Servicio con sustancias que contienen H2S en estado gaseoso o disuelto en agua, con o sin presencia de hidrocarburos en concentraciones y condiciones de operación que no inducen fallas de SCC; como se señala en NACE MR0103:2012. 6.8. Servicio amargo: a) Servicios con crudo o gas que contienen suficiente H2S que puede inducir agrietamiento en los materiales por lo mecanismos SCC, SSC, SOHIC, SZC, HIC, SWC, como son los siguientes entre otros (ISO 15156-1/-2:2009): - Los servicios con pH2S y pH en región 1, 2 y 3 de la figura 1 de ISO 15156-2:2009. - Los servicios con presión parcial de H2S en el gas, igual o mayor de 0,3 kPa (0,05 psi). b) Servicio con sustancias que contienen H2S en estado gaseoso o disuelto en fase acuosa, con o sin presencia de hidrocarburos, que puede causar falla por SSC de los materiales que la retiene o contiene, como son las siguientes sustancias entre otras (NACE MR0103:2012): - Las que contiene 50 ppm en peso total o más sulfuros en fase acuosa; o - Las que contiene 1 ppm en peso total de sulfuro o más en fase acuosa y pH menor de 4; o. - Las que contiene 1 ppm en peso total de sulfuro o más y 20 ppm en peso de cianuro o más en fase acuosa y pH > 7,6; o - La de pH2S igual o mayor a 0,3 kPa (0,003 kg/cm2) en fase de gas asociado a una fase acuosa de un proceso; o - Fase acuosa con más del 2 por ciento en peso de NH4HS; o - Como se define en 1.3 de MR0103:2012 o API RP 581-2008. 6.9. Sistemas de Ductos (“pipeline systems”): Ductos, estaciones, sistema de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA), sistemas de seguridad, sistemas de protección de la corrosión y cualquier otro equipo, instalaciones o edificio utilizados en el transporte de líquidos, ISO 13623:2009. 6.10. Sistemas de Ductos para aguas profundas: Sistemas de Ductos Costa afuera con tirantes de agua mayores de 200 m. 6.11. Tubo (“Pipe”): Cilindro hueco hermético utilizado para transportar un fluido o enviar un fluido presurizado. 6.12. Reporte de Pruebas de Materiales (RPM) [“Certified Material Test Report - CMTR” o “Material Test Report - MTR”]: Registro de los resultados que se obtienen de composición química, propiedades mecánicas y otros requerimientos que se solicitan en la Norma o Especificación de producción del material o producto, así como de los requerimientos suplementarios que solicita el comprador, que emite el fabricante del material o producto, con nombre y firma del responsable de calidad o representante legal, que avala que el reporte y que reproduce los resultados de los IRP, que emite el correspondiente laboratorio acreditado en términos de LFMN y que cumple con los requerimientos de la Norma o Especificación, así como con los requerimientos suplementarios que solicita el comprador.
  • 10. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 10 DE 38 7. SIMBOLOGÍA Y ABREVIATURAS CA ó O Costa afuera (“Offshore – O”). CC Con Costura. CE Carbón Equivalente. D Diámetro exterior (“Specified outside diameter/outside diameter”). DN Diámetro Nominal (“Nominal Diameter”). d Espesor nominal (“t - specified wall thickness of pipe”) dm Espesor mínimo (“tmin - minimum permissible wall thickness of pipe”) HET Hoja de Especificación de los Tubos. HFW Proceso de soldadura eléctrica por alta frecuencia (“High-Frequency electric Welding process”). IRP Informe de Resultados de Pruebas en términos LFMN. J-lay Sistema para transportar y colocar tubos sobre el lecho marino. Kv Energía absorbida en prueba “Charpy V-notch” en tamaño completo. LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. M Termomecánicamente formados (“Thermomechanical rolled or Thermomechanical formed”). N Normalizado (“Normalizing rolled, Normalizing formed, Normalized or Normalized and tempered”). O PSL 2 Tubo especificación del producto nivel 2, con composición química para CA. O PSL 2G Tubo especificación del producto nivel 2, con composición química para CA, y con pruebas de resistente de propagación de fractura dúctil. PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. PQR Registro de Calificación de Procedimiento (“Procedure Qualification Record”). PSL 1 Tubos con especificación del producto nivel 1 (“Product Specification Level 1”). PSL 2 Tubos con especificación del producto nivel 2 (“Product Specification Level 2”). PSL 2G Tubos con especificación del producto nivel 2, con pruebas de propagación de fractura dúctil. Q Templado y revenido (“Quenched and tempered”). R Como se laminó (“As-rolled”). RPM Reporte de Prueba de Materiales. S-lay Operación realizada por una barcaza que se utiliza en la construcción y colocación de tuberías submarinas. SMYS “Specified Mínimum Yield Strength (esfuerzo mínimo de cedencia especificado). S PSL 2 Tubo especificación del producto nivel 2, con composición química para SA región 3, 2 o 1 de acuerdo con ISO15156-2:2009. S PSL 2O Tubo especificación del producto nivel 2, con composición química para SA región 3, 2 o 1 de acuerdo con ISO15156-2:2009, con pruebas y tolerancias para instalación Costa afuera. S PSL 2GO Tubo especificación del producto nivel 2, con composición química para SA región 3, 2 o 1 de acuerdo con ISO15156-2:2009, con pruebas de resistente de propagación de fractura dúctil y pruebas y tolerancias para instalación Costa afuera. SA Servicio Amargo (“Sour service – S”). SAW Soldadura por arco sumergido (Submerged Arc Welding). SAWL Soldadura por arco sumergido longitudinal (“Submerged Arc Welding Longitudinal”). SAWH Soldadura por arco sumergido helicoidal (“Submerged Arc Welding Helical”). SC Sin costura (“SMLS”). sr Relación de dimensionamiento (“sizing ratio”). S2 Servicio amargo para región 1 y 2 de acuerdo con ISO15156-2:2009. S2 PSL 2 Tubo especificación del producto nivel 2, con composición química para SA región 2 o 1 de acuerdo con ISO15156-2:2009. S2 PSL 2O Tubo especificación del producto nivel 2, con composición química para SA región 2 o 1 de acuerdo con ISO15156-2:2009, con pruebas y tolerancias para instalación Costa afuera. S2 PSL 2G Tubo especificación del producto nivel 2, con composición química para SA región 2 o 1 de acuerdo con ISO15156-2:2009, con pruebas de resistencia de propagación de fractura dúctil.
  • 11. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 11 DE 38 S2 PSL 2GO Tubo especificación del producto nivel 2, con composición química para SA región 2 o 1 de acuerdo con ISO15156-2:2009, con pruebas de resistencia de propagación de fractura dúctil y pruebas y tolerancias para instalación Costa afuera. TMDM Temperatura Mínima de Diseño de Metal. WPS Especificación de Procedimiento de Soldadura (“Welding Procedure Specification”). WPQ Calificación de Habilidad del Soldador (“Welder's Performance Qualification”). Para los efectos de esta NRF con relación a valores de unidades de medida referirse a la NOM-008-SCFI-2002 y para abreviaturas o simbologías que no se indican referirse a ISO 3183:2012. 8. DESARROLLO 8.1. Requerimientos de diseño 8.1.1. Los Tubos para Sistemas de Ductos de recolección, transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados, entre otras sustancias alcance de esta NRF, se deben suministrar en cumplimiento con esta NRF e ISO 3183:2012, incluyendo sus anexos del A al K como se especifique en la correspondiente HET particular del Ducto. Los requerimientos de esta NRF son mandatorios sobre los de ISO 3183:2012 y los de la HET. 8.1.2. La HET se debe elaborar en cumplimiento con esta NRF, su anexo 12.1; en la que se debe especificar el Tubo requerido para el Ducto particular como resultado de la ingeniería del Ducto. 8.1.3. Los Tubos para Sistemas de Ductos se deben especificar cómo se establece en el anexo 12.1 de esta NRF, para el nivel de producto (PSL 1 o PSL 2), tipo de Tubo y extremos, Grado del Tubo y para el servicio o aplicación (SA/”S”, CA/”O” y/o G/”G”), en cumplimento con esta NRF e ISO 3183:2012 y sus respectivos anexos. 8.1.3.1. Los Tubos para Sistemas de Ductos de recolección, transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados o en servicio con sustancias químicas peligrosas con uno o más grados de riesgo de 2 o mayor de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000 o contaminante al medio, deben ser PSL 2. Los Tubos PSL 1 sólo se pueden especificar para sustancias con grados de riesgo menor o igual de 1 o sustancias no derivadas de hidrocarburos. 8.2. Materiales 8.2.1. Requerimientos generales 8.2.1.1 Todos los materiales que integran los Tubos, como material base y material de aporte entre otros, deben ser nuevos, los debe suministrar el Fabricante de los mismos de conformidad con esta NRF e ISO 3183:2012, con sus correspondientes RPM. Estos RPM se deben conservar para la inspección e incluir en el expediente de integridad mecánica inicial del Ducto. 8.2.1.2 Todos los materiales que integran los Tubos, incluyendo materiales base y de aporte, entre otros deben ser rastreables durante todo el proceso de fabricación, así como durante las subsecuentes etapas hasta su recepción por PEMEX con respecto a los RPM de los Tubos. 8.2.1.3 Los materiales base (placa o rollo), que integran los Tubos, no deben tener defectos, reparaciones o alteraciones. Las imperfecciones superficiales que no son defecto solo se permiten dentro de los parámetros de aceptación en ISO 3183:2012 en los numerales correspondientes.
  • 12. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 12 DE 38 8.2.2. Tubos PSL 1 8.2.2.1. El grado del Tubo y acero, condición de entrega, proceso de fabricación y tipo de extremos, deben cumplir con los valores de las Tablas 1 y 2 de ISO 3183:2012 y los siguientes requerimientos. 8.2.2.2. No se deben especificar, ni aceptar grados intermedios. 8.2.2.3. La composición química para todos los espesores (mayores y menores de 25 mm) debe cumplir con la Tabla 4 de ISO 3183:2012. Las notas al pie de las tablas se pueden aplicar para obtener las propiedades mecánicas del material base. 8.2.2.4. Los requerimientos de las notas a), c), d), e) y f) de la Tabla 4 de la ISO 3183:2012, son obligatorios, si no se especifican valores más bajos en la HET. 8.2.2.5. El CE no debe ser mayor de 0.45 para grados con SMYS hasta 360 MPa y de 0.48 para mayores; el cual se debe calcular con la ecuación 3 de ISO 3183:2012. 8.2.3. Tubos PSL2 8.2.3.1. El grado del Tubo y acero, condición de entrega, procesos de fabricación y tipo de extremos deben cumplir con los valores de las Tablas 1, 2 y 3 de ISO 3183:2012, y los siguientes requerimientos: 8.2.3.2. No se deben especificar, ni aceptar grados intermedios. 8.2.3.3. El material de los Tubos con manufactura R, N o M debe tener grano fino 8 o más fino. 8.2.3.4. La composición química para todos los espesores (mayores y menores de 25 mm) debe cumplir con la Tabla 5 de ISO 3183:2012, hasta grados L485 (X70). No se deben especificar, ni aceptar grados mayores a L485 (X70). Adicionalmente para espesores mayores de 25 mm, las notas a), b), y d) al pie de la tabla se pueden aplicar para obtener las propiedades mecánicas del material base. 8.2.3.5. Los requerimientos de las notas c), d), e), f), g) y h) de Tabla 5 de ISO 3183:2012 son obligatorios, si no se especifican valores más bajos en la HET. 8.2.3.6. El CE debe cumplir con los valores límites que se especifican en la Tabla 5 de ISO 3183:2012, para el correspondiente grado. 8.2.4. Tubos SA (“S”) 8.2.4.1. Los Tubos para SA (“S”) deben ser PSL2 con los requerimientos del anexo H de ISO 3183:2012, hasta grado L450 (X65) y los siguientes: 8.2.4.2. .No se deben especificar, ni aceptar grados intermedios. 8.2.4.3. El material base en placa o rollo para fabricar el Tubo CC se debe producir mediante colada continua o planchones vaciados a presión (“rolled from continuously cast (strandcast) or pressure cast slabs”), con prácticas de grano fino y control de globulización de inclusiones, las cuales se deben determinar como se especifica en 8.4.1.18. y 8.4.1.17 respectivamente de esta NRF. 8.2.4.4. El material de los Tubos con manufactura N o M debe tener grano fino 9 o más fino.
  • 13. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 13 DE 38 8.2.4.5. La composición química para todos los espesores (mayores y menores de 25 mm) debe cumplir con la Tabla H.1 de ISO 3183:2012 y con los requerimientos siguientes: 8.2.4.5.1. El grado máximo permitido es hasta L450 (X65), no se deben especificar, ni aceptar grados intermedios, como superiores a L450 (X65). 8.2.4.5.2. El valor máximo de azufre debe ser de hasta 0.003 para Tubos sin costura y de 0.002 para Tubos CC, con la relación Ca/S de la nota d) de la tabla H.1. de ISO 3183:2012 y la relación Mn-S siguiente. Elemento Porcentaje máximo (%) Mn 1.300 1.350 S 0.003 0.002 8.2.4.5.3.Las notas b), c), d), g) y h) al pie de la Tabla H.1 de ISO 3183:2012 pueden ser aplicadas para obtener las propiedades mecánicas del material base, a excepción de 8.2.4.5.4 y 8.2.4.5.5 de esta NRF y lo siguiente: · Incrementos de manganeso (Mn) hasta un máximo de 1.350 por ciento. · Incremento de Mn hasta 1.45 por ciento, para grados L415 y L450 (X60 y X65), siempre y cuando el contenido de carbono sea de 0.05 por ciento máximo. 8.2.4.5.4.Los requerimientos de las notas f), g), i), j) y k) de la Tabla H.1 de ISO 3183:2012 son obligatorios, si no se especifican valores más bajos en la HET. 8.2.4.5.5.No se permite el contenido de otros elementos a los de la Tabla H.1 de ISO 3183:2012, intencionalmente agregados a la composición química del material. 8.2.4.5.6.Los Tubos deben tener CE como se especifica en la tabla H.1 de ISO 3183:2012 calculado como se establece en la nota a) de la misma tabla, si es que no se especifican valores más bajos en la HET. 8.2.5. Tubos CA (“O”) 8.2.5.1. Los Tubos para CA deben ser PSL2 con los requerimientos del anexo J de ISO 3183:2012, y los siguientes: 8.2.5.2. El material base en placa o rollo para fabricar el Tubo CC se debe producir mediante colada continua o planchones vaciados a presión (“rolled from continuously cast (strandcast) or pressure cast slabs”). 8.2.5.3. La composición química para todos los espesores (mayores y menores de 25 mm) debe cumplir con la Tabla J.1 de ISO 3183:2012 y lo siguiente. 8.2.5.3.1.El grado máximo que se permite es hasta L450 (X65). No se deben especificar, ni aceptar grados intermedios, así como superiores a L450 (X65). 8.2.5.3.2.Los requerimientos de las notas de las tablas J.1 de ISO 3183:2012, son obligatorios, si no se especifican valores más bajos en la HET. 8.2.5.4. El CE debe cumplir con los valores límite que se especifican en la Tabla J.1 de ISO 3183:2012, para el correspondiente grado, si no se especifican valores más bajos en la HET.
  • 14. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 14 DE 38 8.2.5.5. Los Tubos para SA (“S”) en CA (“O”) deben cumplir con los requerimientos que se especifican en 8.2.4 de esta NRF. 8.3. Fabricación 8.3.1. Requerimientos generales 8.3.1.1. La fabricación de los Tubos debe cumplir con los requerimientos ISO 3183:2012 para el correspondiente proceso de fabricación y validación que se especifica en el numeral 8.2 de ISO 3183:2012, como con los requerimientos y limitaciones aplicables que se indican a continuación: 8.3.1.2. El diámetro nominal (DN – “Nominal Diameter”), diámetro exterior (D – “Specified outside diameter/outside diameter”) y espesor (t – “specified wall thickness”) de los Tubos deben cumplir con lo que se especifica en ASME B36.10M-2004, con extremos planos para soldar como se especifica en el 9.12.5 de ISO 3183:2012. 8.3.1.3. Los Tubos se deben suministrar con la longitud nominal por tramo (“approximate lengths”), que se especifique en la HET, conforme a lo siguiente: a) 6m, 12m, 18m ó 24m para Tubo CC, b) 6m, 12m o 18m para Tubos SC con espesor menor de 32 mm, y c) 6m, 9m, 12m o 18m para Tubos SC con espesor de 32 mm y mayores. 8.3.1.3.1. La tolerancia de la longitud nominal por cada tramo para Tubos CA submarino, incluyendo SA y G lanzados bajo “S-lay”, debe ser +700/-300 mm con longitud mínima promedio por partida de 12.1m. Para Tubos lanzados bajo “J-lay” u otra técnica, la longitud nominal y tolerancia deben ser como se especifique en la HET. 8.3.1.3.2. La tolerancia de la longitud nominal por cada tramo para Tubos de ductos terrestres y CA aéreos (sobre cubierta o costeros) debe ser +/- 500 mm, y excepcionalmente del +2000/-500mm hasta el 5% de la partida. Con la longitud mínima promedio por partida, no menor de la longitud nominal del tramo que se indique en la HET. 8.3.1.4. Los Tubos formados en frío se deben normalizar o relevar de esfuerzos después de que se concluye la fabricación del Tubo: a) La elongación por formado es mayor del 5 por ciento, o b) La relación “sr” de Dimensionado en frío o Expandido en frío; es mayor de 0.015; calculada con la ecuación 1 de ISO 3183:2012. 8.3.1.4.1.Los Tubos no se deben reparar, cortar en caliente, perforar, soldar o martillar (excepto estampado de bajo impacto para identificación), después del Dimensionamiento en frío (“cold-sized”), Expandido en frío (“cold- expanded”), estirado en frío (“cold finishing”) y/o tratados térmicamente (normalizado, relevado de esfuerzos, temple y revenido, entre otros). 8.3.1.4.2.Los dispositivos de dimensionamiento o expandido en frio, no deben provocar fricción, rayaduras o hendiduras, de acuerdo con los limites de aceptación de ISO 3183:2012. En Tubos CC, el dispositivo no debe tener contacto con la soldadura. 8.3.1.5. Los Tubos con doble costura (dos costuras longitudinales) deben tener las costuras dispuestas a 180° entre si y sólo se permiten para DN mayores de 1200 (NPS 48) y mayores. 8.3.1.6. Los tramos de Tubos no deben tener soldaduras o uniones circunferenciales intermedias. No se
  • 15. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 15 DE 38 permiten soldaduras de extremos de placa o rollo (uniones punta/cola de rollos o placas, “strip/plate end welds”) en los tramos de Tubo. 8.3.1.7. La soldadura de producción en los Tubos se debe realizar con WPS calificados por PQR y con personal calificado por WPQ; en cumplimiento con la NRF-020-PEMEX-2012 y lo que al respecto se especifica en ISO 3183:2012. La soldadura de Tubos SAWL y SAWH, debe cumplir con 8.6 de ISO 3183:2012 y los HFW con 8.8.2 de de ISO 3183:2012; como lo que al respecto se especifica en ISO 3183:2012. 8.3.2. Los Tubos PSL 1 deben ser SC o CC tipo HFW, SAWL o SAWH; como se especifique en la HET. La fabricación debe cumplir con los requerimientos de ISO 3183:2012. 8.3.3. Los Tubos PSL 2 deben ser CC tipo HFW, SAWL o SAWH en la condición N o M, o SC en la condición N o Q; como se especifique en la HET. La fabricación debe cumplir con los requerimientos de ISO 3183:2012. 8.3.4. Los Tubos para SA (“S”) deben cumplir con los requerimientos de fabricación de Tubos PSL 2, los descritos en el anexo H de ISO 3183:2012 y con lo siguiente: 8.3.4.1. Los Tubos CC para SA (“S”) fabricados en frio, Expandidos en frio y/o Dimensionados en frio, con deformación permanente o elongación de la fibra externa, mayor al 5 por ciento, se deben tratar térmicamente para relevar de esfuerzos, bajo procedimientos documentados y en cumplimiento con el párrafo A.2.1.6 de ISO 15156-2:2009. La dureza final en el cuerpo del Tubo, soldadura y zona afectada por el calor, no debe ser mayor de 250 HV10 o 22 HRC. 8.3.5. Los Tubos para CA (“O”) deben cumplir con los requerimientos de fabricación de Tubos PSL 2, los descritos en el anexo J de ISO 3183:2012 y con los siguientes: 8.3.5.1. Los Tubos CA (“O”) para SA (“S”) deben cumplir con los requerimientos de Tubos para SA (“S”). 8.3.5.2. Los Tubos CA (“O”) para uso submarino deben ser SC o CC tipo HFW o SAWL. 8.3.5.3. Los Tubos CA (“O”) CC, incluyendo los de SA (“S”), fabricados en frio, Expandidos en frio y/o Dimensionados en frio, se deben tratar térmicamente para relevar de esfuerzos, bajo procedimientos documentados. La dureza final en el cuerpo del Tubo, soldadura y zona afectada por el calor de Tubos CA (“O”) debe cumplir con J.4.3 de ISO 3183:2012, y no mayor de 250 HV10 o 22 HRC para CA (“O”) en SA (“S”). 8.3.6. Marcado 8.3.6.1. Los Tubos se deben marcar e identificar como se especifica en la sección 11 de ISO 3183:2012 y lo siguiente: a) Los Tubos en uno de sus extremos, por el exterior y en la zona sin recubrimiento definitivo, se deben estampar en cumplimiento con 11.2.3 de ISO 3183:2012 y A.2.1.9, de ISO 15156-2:2009; con el número único de Tubo que asigna el fabricante del Tubo, origen del producto y los incisos siguientes de 11.2.1 de ISO 3183:2012: - Para DN 200 menores con: b), d), e), f) y g). - Para DN 200 y mayores con: a), b), c), d), e), f) y g) b) Los Tubos con protección anticorrosiva temporal para tránsito y almacenamiento se deben identificar en la superficie exterior del Tubo, con la información de todos los incisos de 11.2.1 de ISO 3183:2012, incluyendo lo que se especifica en G.5, H.8 o J.9 de ISO 3183:2012, como corresponda, así como con el número de pedido u orden de compra de PEMEX y el numero único de Tubo que le asigne el fabricante del Tubo.
  • 16. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 16 DE 38 c) Los Tubos SA (“S”), con contenido de azufre de acuerdo con la tabla H.1 de ISO 3183:2012, se deben identificar con la marca S de H.8 de ISO 3183:2012 d) Los Tubos SA (“S”) para CA (“O”), en adición al inciso c) anterior se deben identificar con la letra O después de la especificación del nivel del producto quedando según corresponda “LXXX$S PSL 2O...” e) Los Tubos en conformidad con 8.4.1.22 y 8.4.2.12, y en su caso en adición los incisos c) y d) anteriores se; deben marcar en cumplimiento con G.5 de ISO 3183:2012 quedando según corresponda “…LXXX$ PSL 2G…”; “…LXXX$S PSL 2G….”, “…LXXX$S PSL 2GO.”, ó “…LXXX$O PSL 2G…”. 8.3.6.2. En adición a 8.3.6.1 de esta NRF, los Tubos se deben identificar en la superficie interior con un manchón de pintura de al menos 50 mm de diámetro o de ancho por lado, del color que se indica en la tabla 27 de ISO 3183:2012, como corresponda al grado del Tubo, para grados no incluidos en la tabla, el color debe ser como se especifique en la HET. 8.3.7. Recubrimiento y protección 8.3.7.1. Los Tubos se deben suministrar con el sistema de recubrimiento anticorrosivo que se especifique en la HET de acuerdo al ambiente del sitio de instalación, como sigue: a) Recubrimiento para Ductos aéreos, que debe cumplir con la NRF-004-PEMEX-2011 y el color de acabado con la NRF-009-PEMEX-2012. b) Recubrimiento para Ductos enterrados o sumergidos, que debe cumplir con la NRF-026-PEMEX-2008. c) Protección anticorrosiva externa temporal para tránsito y almacenamiento que se especifique en HET. Esta protección debe ser para al menos un año de almacenaje a la intemperie y condiciones climatológicas del centro de trabajo, sitio de obra o almacén que PEMEX designe. 8.3.7.2. Los extremos de los Tubos con sistemas de recubrimiento anticorrosivo de acuerdo con los incisos a) y b) de 8.3.7.1, con destino a Obra determinada, no deben tener recubrimiento en una extensión entre 50 y 150 mm de acuerdo al sistema de recubrimiento. Los Tubos con protección anticorrosiva de acuerdo al inciso c), deben tener recubrimiento en toda su longitud. 8.3.7.3. Independientemente del tipo de extremos de los Tubos, estos se deben proteger para su almacenamiento y transporte con capuchones metálicos, plásticos o fibra de vidrio, en cumplimento con 12.2.3 a 12.2.5 de ISO 3183:2012 los que deben ser del correspondiente color que se indica en la tabla 27 de ISO 3183:2012 como corresponda al grado del Tubo. Para grados que no se incluyen en la tabla, el color debe ser como se especifique en la HET. 8.4. Inspección y Pruebas 8.4.1. Requerimientos generales 8.4.1.1. El Proveedor o Contratista, en todo momento debe permitir y facilitar el libre acceso a PEMEX y/o su representante, a las instalaciones donde se fabriquen, inspeccionen y prueben los Tubos, así como suministrar toda documentación que se relacione con los Tubos. 8.4.1.2. La Inspección o Verificación de PEMEX o de quien designe y/o la omisión de la misma, no libera al Contratista o Proveedor de cumplir con esta NRF y la correspondiente HET. PEMEX, se reserva el derecho de hacer la Verificación de los Tubos, con inspección y pruebas dimensionales, NDE/NDT y destructivas conforme a esta NRF.
  • 17. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 17 DE 38 8.4.1.3. Los Tubos y sus materiales base se deben inspeccionar por el responsable que designe el Sistema de Gestión de Calidad e Inspección del Contratista o Proveedor, y deben cumplir con la sección 10 de ISO 3183:2012, como lo que al respecto establezca ISO 3183:2012, esta NRF y las HET. 8.4.1.4. El responsable del sistema de gestión de calidad como las correspondientes actividades de inspección y verificación del fabricante, deben cumplir con el plan de calidad e inspección particular del proyecto u orden de compra, mismo que debe cumplir con los requerimientos de esta NRF y correspondiente HET, elaborado en base a NMX-CC-10005-IMNC-2006 o ISO 10005:2005, certificado de inspección 3.1 (para Tubos PSL 1) y 3.2 (para Tubos PSL 2) de ISO 10474:2012:1991, y su Sistema de Gestión de Calidad Certificado en términos de LFMN, que a su vez debe cumplir con NMX-CC-9001-IMNC-2008 o ISO 9001:2008, en cumplimiento con ISO/TS 29001:2010. 8.4.1.5. Los procesos de manufactura que se realicen durante la fabricación de los Tubos y que afectan el cumplimiento de los requerimientos y valores de aceptación (excepto dimensiones y composición química) de ISO 3183:2012 y esta NRF, deben estar validados por medio de procedimientos probados y calificados, sustentados con los IRP que aseguran que el producto cumple con los valores de aceptación especificados. Los procesos de manufactura que se deben validar son los que se indican en 8.2 de ISO 3183:2012, así como los correspondientes al anexo B de ISO 3183:2012 de acuerdo con lo siguiente: a) Los que se indican en párrafo B.3, para Tubos PSL 2, b) Los que se indican en párrafos B.3, B.4 y B.5, para Tubos PSL 2 en servicio SA (“S”), CA (“O”) o G. 8.4.1.5.1.El manual de gestión de calidad debe tener los procedimientos de los procesos de manufactura implantados y validados que se mencionan arriba, así como los puntos de verificación que demuestren que se siguen y cumplen con lo que estos establecen. 8.4.1.5.2.La frecuencia mínima de pruebas e inspección, es la que se establece en esta NRF, las tablas 18, H.3 y/o J.6 de ISO 3183:2012 si no se indica una frecuencia mayor en la HET. 8.4.1.6. La inspección, métodos de prueba y correspondiente documentación debe cumplir con los requerimientos de la sección 10 y correspondiente anexos de ISO 3183:2012, así como se especifica en esta NRF. 8.4.1.7. La inspección y pruebas se deben realizar por Laboratorios acreditados, emitiendo los correspondientes IRP en términos LFMN. 8.4.1.8. Los métodos y técnicas de pruebas e inspección se deben realizar en cumplimiento con ISO 3183:2012. 8.4.1.9. El personal que realiza las pruebas no destructivas debe estar calificado en cumplimiento con ISO 9712:2012 o ISO 11484:2009 como corresponda, y para el o los métodos NDE/NDT correspondientes que se especifican en párrafos E.1 y E.2 del anexo E de ISO 3183:2012. La calificación del personal en cumplimiento con lo anterior debe aplicar para cualquier servicio de Tubo (PSL1, PSL2, SA y CA y G). 8.4.1.9.1.El procedimiento del método de pruebas no destructivas, lo debe aprobar personal calificado nivel 3 (nivel III) de acuerdo con 8.4.1.9 de esta NRF. 8.4.1.9.2.La interpretación de los resultados de las NDT, debe ser por personal calificado al menos con Nivel 2 (II) y estar avalado por personal calificado Nivel 3 (III), de acuerdo con 8.4.1.9 de esta NRF. 8.4.1.9.3.El personal que ejecuta las pruebas no destructivas debe estar calificado nivel 1 (I) o superior. El nivel
  • 18. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 18 DE 38 1 (I) solo puede realizar las pruebas bajo la supervisión directa de un nivel 2 (II), de acuerdo con 8.4.1.9 de esta NRF. 8.4.1.10. Los instrumentos y aparatos de medición y prueba deben tener informes de calibración vigentes en cumplimiento con la LFMN y la NRF-111-PEMEX-2012. 8.4.1.11. Los Tubos PSL 1 se deben inspeccionar y probar al menos con la frecuencia e intensidad que se establecen en las tablas 17 y 19 de ISO 3183:2012 como corresponde para el tipo de Tubo, las adicionales que se especifiquen en la HET y lo siguiente: 8.4.1.11.1. Prueba de aplastamiento, los Tubos tipo HFW se deben probar por aplastamiento en las posiciones de la soldadura que se muestran en figura 6 del ISO 3183:2012, en conformidad con el ISO 8492:1998, excepto que la longitud de la piezas de prueba no deben ser menores a 60 mm (2.5 in). 8.4.1.12. Los Tubos PSL 2 se deben inspeccionar y probar al menos con la frecuencia e intensidad que establecen las tablas 18 y 20 de ISO 3183:2012 como corresponde para el tipo de Tubo, las adicionales que se especifiquen en la HET y lo siguiente: 8.4.1.12.1. La prueba CVN (“Charpy V-notch”) en costura longitudinal para Tubos PSL 2, tipo HFW que se establecen en la tabla 18 de ISO 3183:2012, es prueba obligatoria. 8.4.1.12.2. Prueba de aplastamiento, los Tubos tipo HFW se deben probar por aplastamiento al 100 por ciento en las posiciones de la soldadura que se muestran en figura 6 del ISO 3183:2012, en conformidad con el ISO 8492:1998, excepto que la longitud de la piezas de prueba no deben ser menores a 60 mm (2.5 in). 8.4.1.13. Los Tubos para SA (“S”) en adición a lo que se requiere para Tubos PSL 2, se deben inspeccionar y probar con las pruebas, frecuencia e intensidad que se establece en las tablas H.3 y H.4 de ISO 3183:2012, como corresponde para el tipo de Tubo, las adicionales que se especifiquen en la HET y lo siguiente: 8.4.1.13.1. La prueba de dureza en la soldadura longitudinal o helicoidal para Tubos para servicio SA (“S”), tipo HFW, SAWL y SAWH, que se establece en la tabla H.3 como prueba No. 4, es prueba obligatoria para cada lote que se produce para un mismo DN, espesor, grado y tipo, en al menos el 2% de tramos de Tubos que se producen por máquina de soldar, WPS/PQR/WPQ y por cada colada de material base. 8.4.1.13.2. La prueba SSC de Tubos para servicio SA (“S”), tipo SMLS, HFW, SAWL y SAWH que se establecen en la tabla H.3, es obligatoria, para la calificación de cada proceso de fabricación del material del Tubo y del Tubo. El proceso se debe recalificar si: a) El Proveedor del Tubo modifica las condiciones del proceso de fabricación. b) El Proveedor del material (Placa o Rollo) modifica el proceso de fabricación de la placa o rollo, y/o. c) El Proveedor del Tubo cambia de Proveedor de material (placa o rollo). 8.4.1.13.3. La pruebas HIC de Tubos para servicio SA (“S”), tipo SMLS, HFW, SAWL y SAWH que se establecen en la tabla H.3, es obligatoria en cumplimiento con la tabla B.3 de ISO 15156-2:2009. 8.4.1.13.4. Los Tubos en SA para CA, en adición a la inspección y pruebas para PSL 2 en SA, se deben inspeccionar y probar en cumplimiento con la tabla J.7 de ISO 3183:2012. 8.4.1.14. Los Tubos para CA (“O”) en adición a lo que se requiere para Tubos PSL 2, se deben inspeccionar y probar, con las pruebas, frecuencia e intensidad que se establece en las tablas J.6 y J.7 de ISO 3183:2012 como corresponde para el tipo de Tubo, las adicionales que se especifiquen en la HET y lo siguiente:
  • 19. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 19 DE 38 8.4.1.14.1. La prueba de dureza en la soldadura longitudinal o helicoidal para Tubos PLS 2 para CA, tipo HFW, SAWL y SAWH que se establece en la tabla J.7 de ISO 3183:2012, es prueba obligatoria para cada lote que se produce para un mismo DN, espesor, grado y tipo, en al menos el 2% de tramos de Tubos que se producen con la maquina de soldar, WPS/PQR y por colada de material base. 8.4.1.14.2. La prueba CTOD que se especifica en el anexo J de ISO 3183:2012 no es obligatoria, a menos que se especifique en la correspondiente HET, con los criterios de aceptación correspondientes y se debe realizar de acuerdo con ISO 12135:2002. 8.4.1.15. Las pruebas de impacto (CVN) en el cuerpo del tubo, en soldadura y zona afectada por el calor, se debe realizar con el método ISO 148-1-2009 o ASTM A 370-12a, como se establece en 10.2.3.3 de ISO 3183:2012, con un radio de la punta del péndulo (“striking”) de 8 mm; a temperatura de 0° C (32° F), si no se especifica una TMDM más baja en la HET. 8.4.1.16. Las pruebas CVN y DWT según corresponda, se deben realizar como se establece en esta NRF para cada tipo y servicio de Tubos, en el metal base, la soldadura y la zona afectada por el calor, con la correspondiente frecuencia que se especifica en las tablas de ISO 3183:2012, pero no menos de una de cada una de las pruebas por colada del material de los Tubos con una misma relación de dimensionamiento o expandido en frio, o una por lote de 100 Tubos o fracción, lo que sea mayor. 8.4.1.17. Control de Inclusiones no metálicas 8.4.1.17.1. A los Tubos SC y CC para SA (“S”) terminados, se les deben realizar las pruebas para control de inclusiones no metálicas, por cada colada de material de Tubos. 8.4.1.17.2. Las inclusiones se deben determinar con el método A de ASTM E 45-11a, con fotografía a 100X o con analizador de imágenes con ASTM E 45-11a; con criterios de aceptación de los tipos A, B, C y D, con los niveles de severidad promedio en el producto final. 8.4.1.17.3. La muestra se debe obtener del inicio y final homogéneo de cada colada de material de los Tubos; en un área de 160 mm 2 (rectángulo de 16 mm x 10 mm, de conformidad con la figura 1 de esta NRF) a través de la sección media del espesor y paralelo al sentido de deformación del espesor del Tubo terminado. Para espesores menores de 10 mm, el área se debe mantener constante, disminuyendo el ancho del rectángulo a un 80 por ciento del espesor y aumentar proporcionalmente la longitud. Figura 1. Muestra para inclusiones.
  • 20. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 20 DE 38 8.4.1.18. Tamaño de Grano 8.4.1.18.1. La medición del tamaño de grano se debe inspeccionar en los Tubos terminados, al menos al inicio y final de cada colada del material de los Tubos, por el método ASTM E 112-12 o equivalente, en la misma área donde se hace el control de inclusiones. 8.4.1.18.2. El Tamaño de grano se debe registrar en fotomicrografía con ampliación 100x del campo, que debe representar 0.5 mm2. 8.4.1.19. Segregaciones 8.4.1.19.1. Se debe tomar una muestra paralela al sentido de la deformación del espesor de pared del Tubo terminado, que corresponda a la parte inicial y final de cada colada. 8.4.1.19.2. La evaluación se debe efectuar sobre una muestra de 100 mm de longitud, la superficie se debe limpiar a lija grado 600 y someter a macroataque con una solución de ácido clorhídrico (HCL) diluido en agua destilada al 50 por ciento a una temperatura de 80°C +/- 3°C durante 15 minutos; con el método ASTM E340- 00. 8.4.1.20. Laminaciones 8.4.1.20.1. El material de los Tubos PSL 2 CC y los Tubos terminados (cuerpo de los Tubos) PSL2 SC, SA (“S”) y/o CA (“O”) se deben inspeccionar al 100 por ciento con ultrasonido con ISO 10893-8:2011, ISO 10893-9:2011, o ASTM A 435-90, ASTM A 578-07, o equivalentes, para detección de laminaciones. 8.4.1.20.2. Para espesores de pared menores a 13mm (1/2 in) se deben utilizar transductores duales o zapatas de retardo o aumentar la frecuencia, para eliminar la zona muerta. 8.4.1.21. Prueba HIC, La prueba debe ser en cumplimiento con ISO 3183:2012 y ANSI/NACE Standard TM0284-2011, con solución A o B. 8.4.1.22. La prueba de propagación de fractura dúctil (“DWT”), se debe realizar de acuerdo con los párrafos G.4 de ISO 3183:2012, a los Tubos para Ductos en servicio de Gas natural, Gas Licuado a Presión, gases con grado(s) de riesgo de 3 o mayores de conformidad con la NOM-018-STPS-2000. Cuando se especifique en la HET, la prueba debe cumplir con lo que establece el anexo G del ISO 3183: 2012 y lo que al respecto se especifica en ISO 3183:2012 a la TMDM que se especifique en la HET, pero no mayor a 0°C. 8.4.1.23. La inspección adicional que se especifica en K.3, K.4 y K.5 de ISO 3183:2012, es obligatoria para Tubos en servicio SA (“S”) o CA (“O”). 8.4.1.24. Prueba de esfuerzos residuales, los Tubos PSL 2 y PSL 2 para SA (”S”), CA (“O”) o G, antes de su recepción o instalación se pueden verificar por PEMEX o por quien designe, para que estos no tengan esfuerzos residuales significativos por el método de Prueba de abertura de anillo siguiente: 8.4.1.24.1. Se debe cortar al menos un juego de cuatro anillos perpendiculares al eje longitudinal de los Tubos; de cada partida que se produce para un mismo D, d, grado y tipo de Tubos, por cada colada de material base de la partida. Los juegos de anillos se deben cortar de diferentes Tubos, seleccionados de manera aleatoria y deben tener una longitud de 6 ((D/2) (d)) 1/2 , pero no menor de 150 mm cada uno. 8.4.1.24.2. Los cuatro anillos se deben cortar longitudinalmente, uno a los 0° que en su caso, corresponde al eje
  • 21. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 21 DE 38 medio de la costura longitudinal o a la mitad de la costura helicoidal. El segundo a los 90°, el tercero a los 180° y el cuarto a los 270°. Cortados longitudinalmente, se debe medir la distancia tangencial (s) mayor entre planos cortados (aumento o decremento en la circunferencia) de cada uno de los anillos. 8.4.1.24.3. Se debe calcular el esfuerzo residual (sr) de cada anillo cortado, con la siguiente ecuación. sr = (E d s) / (4 p r2 (1- n2 )) Donde: sr es el esfuerzo residual en MPa. s es la deflexión tangencial (aumento o disminución en la circunferencia) en mm. d es el espesor del Tubo en mm. E es el modulo de elasticidad en MPa. r es el radio exterior del Tubo en mm. n es la relación de Poisson. 8.4.1.24.4 El corte de los Tubos, para obtener los anillos, así como el corte longitudinal de los anillos, se debe hacer por medios mecánicos que no afecten las propiedades de las muestras y Tubos. No se permite el corte con soplete, soldadura u otro medio térmico. 8.4.1.24.5 Los tubos se deben remarcar, cuando por el corte de los anillos se pierda el marcado. 8.4.2. Criterios de Aceptación 8.4.2.1. Los criterios de aceptación de los resultados de las pruebas e inspección a los Tubos deben cumplir con lo que se estable en esta NRF y en lo no especificado en esta NRF con lo que se especifica en la sección 9 y los respectivos anexos de ISO 3183:2012. 8.4.2.2. La reparación en la fabricación de los Tubos debe cumplir con el anexo C y correspondientes requerimientos de ISO 3183:2012. 8.4.2.3. Composición química de los materiales 8.4.2.3.1. Los valores de los IRP de composición química de los materiales deben cumplir con lo que se establece en 8.2. de esta NRF. 8.4.2.3.2. Los IRP de composición química de los Tubos deben indicar el porciento en masa de todos los elementos que se especifican en las tablas 4, 5, H.1 o J.1 de ISO 3183:2012, como corresponda, incluyendo los indicados en las notas de las mismas tablas; estos valores no se deben indicar como trazas o cualquier otro dato indeterminado. 8.4.2.4. Prueba de tensión, los valores de los IRP de tensión deben cumplir con las Tablas de ISO 3183:2012 que se especifican a continuación; lo que aplica para espesores mayores y menores a 25 mm. a) Tabla 6 para Tubos PSL 1, b) Tabla 7 para Tubos PSL 2, c) Tabla H.2 para Tubos SA, y d) Tabla J.2 para Tubos CA y SA en CA. 8.4.2.5. Prueba HIC
  • 22. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 22 DE 38 8.4.2.5.1. Los IRP HIC deben contener las fotomicrografías a 10X de todas las probetas, con el correspondiente reporte de las mediciones. 8.4.2.5.2. Los criterios de aceptación de la prueba HIC con solución A deben cumplir con los valores especificados en H.4.3 de ISO 3183:2012. 8.4.2.5.3. El criterio de aceptación de la prueba HIC con solución B, es sin grietas (“No cracking”) en todas las probetas. 8.4.2.6. Control de Inclusiones no metálicas 8.4.2.6.1. Las inclusiones deben tener criterios de aceptación de los tipos A, B, C y D, con los niveles de severidad promedio en el producto final, de acuerdo con las tablas1 o 2, según corresponda. 8.4.2.6.2. El IRP debe registrar las mediciones del tamaño y unidades por número de partículas/área, bajo el método A de ASTME E 45-11a, en una fotomicrografía a 100X de la muestra. En caso de incertidumbre en las mediciones prevalece el IRP con el método ASTM E 122-09 e1-2011. Evaluación Tabla 1. Niveles de severidad en las inclusiones de Tubo SA (“S”) con prueba HIC en solución A. Tipo A Tipo B Tipo C Tipo D Fina (máx.) Gruesa (máx.) Fina (máx.) Gruesa (máx.) Fina (máx.) Gruesa (máx.) Fina (máx.) Gruesa (máx.) Individual 0.5 0.0 1.5 0.5 1.0 0.5 1.5 0.5 Evaluación Tabla 2. Niveles de severidad en las inclusiones de Tubo SA (“S”) con prueba HIC en solución B. Tipo A Tipo B Tipo C Tipo D Fina (máx.) Gruesa (máx.) Fina (máx.) Gruesa (máx.) Fina (máx.) Gruesa (máx.) Fina (máx.) Gruesa (máx.) Individual 0.5 0.0 1.5 0.0 0.5 0.0 1.5 0.5 8.4.2.7. Segregaciones, el nivel de aceptación de segregaciones después del macroataque debe ser por muestra : a) Menor a 6mm de longitud continua de una segregación, o b) Menor a 6mm para la suma acumulada, de dos o más segregaciones. 8.4.2.8. Laminaciones a) No se aceptan laminaciones de ninguna dimensión en material base y cuerpo de Tubo para servicios SA y/o CA. b) Las laminaciones en Tubos PSL 2, diferentes al subinciso a) anterior, no deben exceder lo que se indica en la tabla 3. 8.4.2.9. Prueba CVN, en adición a los criterios de aceptación de ISO 3183:2012 para CVN, los Tubos en servicio con las siguientes sustancias:
  • 23. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 23 DE 38 a) Sustancias flamables que no son gases tóxicos, a temperatura ambiente y presión atmosférica, como son nitrógeno dióxido de carbono argón y aire. b) Gas natural en una fase, no toxico. c) Sustancias flamables y/o tóxicas que son gases a temperatura ambiente y presión atmosférica, que se trasportan en estado gaseoso o liquido, como son hidrógeno, gas natural (diferente al inciso b) arriba), etano, etileno, gas licuado de petróleo (propano, butano, entre otros), gas natural liquido, amoniaco y cloro, entre otros. Deben cumplir con los valores en el cuerpo del Tubo y en soldadura, siguientes: a) 27 J promedio /20 J individual para Tubos de DN mayor 500 y 23 J individual para Tubos DN 500 y menores; con SMYS igual o menor a 360 MPa; b) 40 J promedio /30 J individual para Tubos de DN mayor 500 y 34 J individual para Tubos DN 500 y menores; con SMYS mayores a 360 MPa. 8.4.2.9.1. Los Tubos con costura, iguales y menores a DN 500 mm (20 in), y/o con espesores menores a 13 mm, el promedio mínimo en tres probetas, el área de fractura debe ser al menos del 85 por ciento, a 0°C. En el caso particular de que las condiciones del servicio y del sitio de localización se requiere de una temperatura más baja, la temperatura de la prueba se debe indicar en la HET. Tabla 3. Criterio de aceptación de Laminaciones Imperfección máxima individual Dimensión de la Imperfección mínima que se considera Concentración máxima de imperfecciones a Área mm 2 Longitud mm (in) Área mm 2 Longitud mm Ancho mm Cuerpo del tubo (o cuerpo de la lámina/placa) 100 No se especifica 30 5 5 5 En un cuadro de 500mm × 500mmb Bordes de la lámina/placa o áreas adyacentes al cordón de soldadura c 100 20 — 10 — 3 por cada 1,0 m de longitud NOTA 1 Para que una imperfección sea más larga que la dimensión mínima de la imperfección, se requiere que se excedan el área, longitud y ancho mínimo dados para el cuerpo del tubo (o cuerpo de la lámina/placa). NOTA 2 Con el fin de determinar la dimensión del área sospechosa, las áreas sospechosas adyacentes separadas por menos que el menor de dos ejes de las áreas, se deben considerar como un área a Número de imperfecciones más pequeñas que el máximo y el mayor que la dimensión mínima de la imperfección b Para Tubos con menor DN 150 o anchos de lámina/placa inferiores a 500 mm, la concentración máxima de imperfecciones se relaciona a 0,25 m 2 . c El área máxima de la imperfección de los bordes, es el producto de la longitud máxima de la imperfección, donde la longitud es la dimensión paralela al borde del material y la dimensión transversal. Se considera que una imperfección es más larga que la dimensión máxima de la imperfección es aquella que excede ya sea la longitud o la dimensión transversal. 8.4.2.10. Prueba de aplastamiento, el criterio de aceptación debe cumplir con lo siguiente: a) Cero agrietamientos y fracturas a Tubo con aplastamiento al 100 por ciento, para Tubo en servicios SA, CA y G. b) Como se especifica en párrafos 9.6 de ISO 3183:2012 para Tubos PSL1 y PSL2 diferentes al subinciso a) anterior.
  • 24. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 24 DE 38 8.4.2.11. Para los Tubos SA (”S”) en CA (“O”), los criterios de aceptación de las pruebas de dureza e inspección superficial deben cumplir con lo que al respecto se establece en el anexo H de ISO 3183:2012 y con relación a los criterios dimensionales y de tolerancias de formado con lo que al respecto se establece en los párrafos J.6, J.7 y correspondientes tablas J.3 J.4 y J.5 de ISO 3183:2012. Excepto J.7.1 que no se permiten. 8.4.2.12. Prueba de propagación de fractura dúctil (“DWT”), el IRP de DWT deben cumplir con el valor de Kv y con lo que al respecto se especifique en HET y el anexo G de ISO 3183:2012. 8.4.2.13. Prueba de esfuerzos residuales por el método de Prueba de abertura de anillo: el esfuerzo residual calculado, cumpliendo con 8.4.1.24.3, no debe ser mayor al 10 por ciento del SMYS de los Tubos. 8.5. Almacenamiento y transporte 8.5.1. El fabricante de los Tubos debe embalar los Tubos para su izaje, transporte y almacenamiento, conforme a las condiciones y tipo de transporte correspondiente, desde el lugar de origen, hasta el punto de entrega-recepción que PEMEX designe la Licitación y/o Contrato. 8.5.2. El embalaje debe ser para al menos 6 meses de almacenaje a la intemperie y condiciones climatológicas del centro de trabajo, sitio de Obra o almacén que PEMEX designe. El tiempo de almacenaje se debe contabilizar después de que PEMEX reciba y acepte los Tubos. 8.5.3. El embalaje y estiba se deben diseñar para evitar que los Tubos se ovalen, golpeen, y en lo general se dañen el Tubo y su sistema de recubrimiento anticorrosivo, en apego a las prácticas API RP 5L1-2009 y API RP 5LW-2009. Así mismo la carga y transporte de los Tubos deben cumplir con las recomendaciones que se establecen en las prácticas API RP 5L1-2009 y API RP 5LW-2009 o sus equivalentes. 8.6. Documentación a entregar 8.6.1. Generales 8.6.1.1. El fabricante del Tubo debe elaborar y entregar al Contratista o Proveedor y estos a su vez a PEMEX, toda la documentación que se especifica en esta NRF, e ISO 3183:2012, por partida de Tubos especificado en la HET, para su integración en el expediente de integridad mecánica inicial del Ducto. 8.6.1.2. Los RPM, IRP, procedimientos de manufactura incluyendo los de soldadura y reparación, procedimientos de inspección, pruebas y calificación de personal, tratamientos térmicos y certificado de producto, deben estar firmados con la rúbrica, nombre y número de cedula profesional o equivalente extranjero, en materia afín a la manufactura del producto como son metalúrgia/materiales, producción/manufactura, mecánica/industrial, entre otros; del responsable que se designa en el sistema de gestión de calidad del fabricante del Tubo y por el Inspector en términos de 3.1.B o 3.1.C de ISO 10474:1991 como corresponda, que avalan el cumplimiento con esta NRF y la HET. 8.6.1.3. Los documentos deben estar en idioma español y en el sistema general de unidades de medida internacional, cumpliendo con la NOM-008-SCFI-2002. 8.6.1.3.1. Excepcionalmente los fabricantes extranjeros pueden emplear su sistema de unidades de medidas entre paréntesis, anteponiendo su equivalencia con la NOM-008-SCFI-2002 que es base para la aceptación y lo que se desprenda en términos de ley, garantías o reclamaciones, entre otros. 8.6.1.3.2. Excepcionalmente los fabricantes extranjeros pueden emplear su idioma de origen entre paréntesis,
  • 25. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 25 DE 38 anteponiendo la correspondiente traducción al idioma español, que es base para la aceptación y lo que se desprenda en términos de ley, garantías o reclamaciones, entre otros. 8.6.1.3.3. Los RPM, IRP, catálogos o manuales y reporte de resultados de software, de origen extranjero, deben ser en Idioma inglés o español 8.6.1.4. La revisión o verificación por PEMEX de los documentos o de quien PEMEX designe, así como la omisión de éstas, no libera al Proveedor o Contratista de su responsabilidad de cumplir con esta NRF, con la correspondiente HET y con el Contrato, quedando obligados a subsanar a satisfacción de PEMEX, cualquier desviación, omisión, error, mala interpretación, defecto, vicio oculto, entre otros en que incurra. 8.6.1.5. Los Tubos deben tener rastreabilidad en todo momento con respecto a su correspondiente expediente, que a su vez deben ser rastreables con sus correspondientes RPM de materiales e IRP. 8.6.2. Expediente de los Tubos. El expediente de los Tubos (dossier) debe contener lo que se establece el párrafo 13 de ISO 3183:2012 y la siguiente información como mínimo: a) HET, b) Informe de inspección que avale que se cumple con esta NRF, el que debe cumplir con: • 2.2 de ISO 10474:1991, para Tubos PSL 1; • 3.1.B de ISO 10474:1991, para Tubos PSL 2, y • 3.2 ISO 10474:1991, para Tubos en servicio SA, CA o G. c) RPM con sus correspondientes IRP de los materiales (Placa o rollo) de los Tubos, d) RPM con sus correspondientes IRP de todas las pruebas e inspección a los Tubos (producto), incluyendo registros de las pruebas, como fotografías, gráficas de presión y registros dimensionales como los de formado, dimensionamiento y/o expandido en frio, longitud nominal, redondez y espesores finales, entre otros, e) Procedimientos y gráficas de tratamientos térmicos, f) Procedimientos y calificación de: · Proceso de Fabricación de acuerdo al Anexo B de ISO 3183:2012, · WPS/PQR y WPQ, g) Dictamen o informe de calibración de los instrumentos y equipos que se utilizan en la inspección y pruebas del material y Tubos en términos LFMN, h) Acreditaciones de Organismos de Certificación, Laboratorios de pruebas y Laboratorios de calibración en términos de LFMN, i) Catálogo o manual de transporte, manejo y almacenamiento. 9. RESPONSABILIDADES 9.1. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 9.1.1. Cumplir y verificar el cumplimiento de esta NRF, en la adquisición o contratación alcance de la misma. 9.2. Contratista y/o Proveedor 9.2.1. Cumplir con esta norma de referencia.
  • 26. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 26 DE 38 9.2.2. Tener un sistema de gestión de calidad con certificación vigente en términos de la LFMN conforme con NMX-CC-9001-IMNC-2008 o ISO 9001:2008, ISO/TS 29001:2010 que incluya los requerimientos de ISO 10474:1991. 9.2.3. Que los Informes de Resultados de Pruebas y Certificados que se entregan a PEMEX correspondientes a las pruebas y verificación que se requieren en esta NRF, y que sean emitidos por Laboratorios y Organismos de certificación acreditados en términos de LFMN. 9.2.4. Contar o Disponer del Equipo, Instrumentación e Infraestructura suficiente y apropiada para el cumplimiento de las actividades y obligaciones derivadas de esta Norma de Referencia y el Contrato. 9.2.5. Garantizar, sustituir y/o remplazar a su costo los Tubos que suministra al alcance de su Contrato, hasta cumplir con los requerimientos de esta NRF. 9.2.6. Solicitar por escrito a PEMEX, durante el proceso de licitación cualquier aclaración del cumplimiento a esta NRF, la HET y los puntos indicados en la sección 7, y/o G.2, H.2 o J.2 de ISO 3183:2012. 9.2.7 En caso de Contratos de Ingeniería, Procura y Construcción, se debe realizar la junta de coordinación con presencia de PEMEX para cumplir con lo que se especifica antes de adjudicar la orden de compra al Proveedor del Tubo. 10. CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES Esta Norma de Referencia tiene concordancia con la ISO 3183:2012 y establece requerimientos de PEMEX que el Proveedor o Contratista debe cumplir. 11. BIBLIOGRAFÍA 11.1. API 5L-2012 – Specification for Line Pipe (Especificación para Tubo de Ductos). 11.2 API RP 5L1-2009 –Recommended practice for rail road transportation of line pipe (Práctica recomendada para el transporte de tubería de línea por vía férrea). 11.3. API RP 5L3-1996 (R2008) – Recommended practice for conducting drop weight tear test on line pipe (Práctica recomendada para llevar a cabo pruebas de desgarramiento por caída de peso en tubería de línea). 11.4. API RP 5LW-2009- Recommended practice for marine ship transportation of line pipe (Práctica recomendada para el transporte de tubería de línea por vía marítima). 11.5. API RP 581-2008 - Risk-BasedI nspection Technology (Tecnología para la inspección basada en riesgo) 11.6. ASNT/SNT-TC-1A-2011- Recommended Practice: Personnel Qualification and Certification in Nondestructive Testing (Práctica recomendada: Calificación y certificación de personal en pruebas no destructivas). 11.7. ASME B36.10M-2004 (R 2010)- Welded and Seamless Wrought Steel Pipe (Tubos de acero conformados soldados y sin costura) 11.8. ASTM A 370-12a - Standard Test Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel Products (Estándar para métodos de prueba y definiciones para pruebas mecánicas y productos de acero).
  • 27. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 27 DE 38 11.9. ASTM A 435/A435M–90 (R2007) - Standard specification for straight- beam ultrasonic examination of steel plates (Especificación estándar para la inspección ultrasónica con haz recto de placas de acero). 11.10. ASTM A 578/A 578M-07 (R2012)– Standard Specification for Straight-Beam Ultrasonic Examination of Rolled Steel Plates for Special Applications (Especificación estándar para la inspección ultrasónica con haz recto de placas roladas de acero para aplicaciones especiales). 11.11. ASTM A 751-11- Standard Test Methods, Practices, and Terminology for Chemical Analysis of Steel Products (Métodos de prueba estándar, prácticas y terminología para el análisis químico de productos de acero) 11.12. ASTM A 1038-10a -Standard Test Method for Portable Hardness Testing by the Ultrasonic Contact Impedance Method (Método de prueba estándar para pruebas de dureza portátil por el método de impedancia ultrasónica contacto) 11.13. ASTM E 3-11- Standard method for preparation of metallographic specimens (Método estándar para la preparación de probetas metalográficas) 11.14. ASTM E 8/E 8M-11- Standard Test Methods for Tension Testing of Metallic Materials (Métodos de prueba estándar para pruebas de tensión de materiales metálicos) 11.15. ASTM E 45-11a - Standard Test Methods for Determining the Inclusion Content of Steel (Método de prueba estándar para determinar el contenido de inclusiones en el acero) 11.16. ASTM E 94–04 (R2010)- Standard Guide for Radiographic Examination (Guía estándar para la inspección radiográfica). 11.17. ASTM E 110-10- Standard Test Method for Indentation Hardness of Metallic Materials by Portable Hardness Testers (Método de prueba estándar para indentificación de dureza en materiales metálicos de probadores portátiles de dureza). 11.18. ASTM E 122-09 e1-2011- Standard Practice for Calculating Sample Size to Estimate, With Specified Precision, the Average for a Characteristic of a Lot or Process (Práctica estándar para calcular el tamaño del muestre para estimado, con precisión especifica de promedios por una característica de un lote o proceso). 11.19. ASTM E 112-12- Standard test method for determining average grain size (Método de prueba estándar para determinar el tamaño promedio del grano). 11.20. ASTM E 114-10 -Standard Practice for Ultrasonic Pulse-Echo Straight-Beam Contact Testing (Práctica estándar para pruebas con ultrasonido por haz recto de contacto por pulso eco) 11.21. ASTM E 213-09- Standard Practice for Ultrasonic Testing of Metal Pipe and Tubing (Práctica estándar para pruebas ultrasónicas en tubería y Tubos metálicos). 11.22. ASTM E 340-00 (R2006)- Standard Test Method for Macroetching Metals and Alloys (Método de prueba estándar para el macro-ataque de metales y aleaciones). 11.23. ASTM E 384 – 11e1-2011- Standard Test Method for Knoop and Vickers Hardness of Materials (Método de prueba estándar para dureza Knoop y Vickers en materiales).
  • 28. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 28 DE 38 11.24. ASTM E 837-08 e1-2009- Standard Test Method for Determining Residual Stresses by the Hole-Drilling Strain-Gage Method (Método de prueba estándar para determinar los esfuerzos residual por orificio-perforado y método de calibración de tensión). 11.25. ASTM E 1290-08 E1-2010- Standard Test Method for Crack-Tip Opening Displacement (CTOD) Fracture Toughness Measurement (Método de prueba estándar para la medición de la tenacidad a la fractura por medio del desplazamiento de la abertura de la punta de fractura (CTOD)). 11.26. ASTM G 38-01 (R2007) -Standard Practice for Making and Using C-Ring Stress-Corrosion Test Specimens (Práctica estándar para la manufactura y uso de las probetas anillo en C para esfuerzos por corrosión). 11.27. ASTM G 39-99 (R2011) - Standard Practice for Preparation and Use of Bent-Beam Stress-Corrosion Test Specimens (Práctica estándar para la preparación y utilización de probetas de viga doblada para esfuerzos por corrosión). 11.28. EFC Publicación Número 16-2009– Guidelines on Materials Requirements for Carbon and Low Alloy Steels for H2S-Containing Environments in Oil and Gas Production (Guías sobre los requisitos de materiales de acero al carbono y baja aleación para ambientes que contiene H2S en producción de petróleo y Gas). 11.29. NACE MR0103:2012– Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining Environments (Materiales resistentes al agrietamiento por esfuerzos inducidos por azufre en ambientes corrosivos en la refinación del petróleo). 11.30. NACE TM0177-2005 – Laboratory Testing of Metals for Resistance to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments.(Pruebas en laboratorio de metales para la resistencia a formas específicas de agrietamiento en medios ambientes en H2S). 11.31. NACE TM0284-2011 - Evaluation of Pipeline and Pressure Vessels for Resistance to Hydrogen - Induced Cracking (Evaluación de la resistencia de tubería de línea y recipientes a presión al agrietamiento inducido por hidrógeno).
  • 29. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 29 DE 38 12. ANEXOS 12.1 ANEXO 1 Hoja de Especificación del Tubo (HET) 12.1.1. La Hoja de Especificación del Tubo (HET) debe contener la información necesaria para la adquisición y/o especificación del Tubo para cumplir con los requerimientos de esta NRF. 12.1.2. El Contratista que desarrolla la ingeniería básica o especificación y/o PEMEX debe elaborar la HET, quienes en conjunto deben describir e indicar todos los requisitos y características que deben tener en cumplimiento con esta NRF, por lo que el Proveedor o Contratista que suministra los Tubos, debe revisar y solicitar por escrito a PEMEX cuando aplique, la falta de información o inconsistencia en la HET durante la etapa de licitación/cotización y antes de iniciar sus actividades o servicios, ya que de lo contrario, acepta y reconoce la claridad en los requerimientos que debe cumplir de esta NRF. 12.1.3. Se debe indicar en la HET el fluido y los grados riesgo del mismo, lo que debe cumplir con la NOM-018- STPS-2000. Así como el Ducto para el cual se adquieren los Tubos. 12.1.4. Para los Tubos en SA se debe especificar la presión parcial de H2, el pH de la sustancia y región de severidades de acuerdo con ISO 15156-2:2009. 12.1.5. La especificación del recubrimiento temporal para transporte y almacenamiento, debe indicar al menos lo siguiente: a) Especificación del recubrimiento. b) Perfil de anclaje, si aplica. c) Grado de limpieza, d) Método de aplicación del recubrimiento. e) Espesores, si aplica f) Pruebas de aceptación de laboratorio y/o instalado.
  • 30. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 30 DE 38 12.1.6 Formato de HET 12.1.6.1 HET para Tubos PSL1
  • 31. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 31 DE 38 12.1.6.2 HET para Tubos PSL2
  • 32. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 32 DE 38 12.1.6.3 HET para Tubos PSL2 SA
  • 33. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 33 DE 38 12.1.6.4 HET para Tubos PSL-2 SA en CA
  • 34. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 34 DE 38 12.1.6.5 HET para Tubos PSL2 SA en CA Submarino
  • 35. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 35 DE 38 12.1.6.6 HET para Tubos PSL 2 CA
  • 36. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 36 DE 38 12.1.6.7 HET para Tubos PSL 2 CA Submarino
  • 37. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 37 DE 38 12.2 Anexo 2.Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente” 12.2.1. La palabra “equivalente” que se menciona después de un Documento extranjero, significa lo siguiente: Documento normativo extranjero alternativo, que se puede utilizar para establecer reglas, especificaciones, atributos, métodos de prueba, directrices, características o prescripciones aplicables a un producto, proceso, instalación, sistema, actividad, servicio o método de producción u operación, así como aquello relativo a terminología, simbología, embalaje, marcado o etiquetado; para su aplicación y cumplimiento.. 12.2.2. El “equivalente” debe cumplir con lo que establece el Documento extranjero. 12.2.3. No se acepta como “equivalente” documento Normativo o Lineamiento Nacional, Internacional, Industrial o Extranjero, que tenga requerimientos, menores a los que solicita PEMEX, (ejemplo: menores espesores, factores de seguridad, presiones y/o temperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico, capacidades, eficiencias, características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entre otros). 12.2.4. El Licitante, Contratista o Proveedor, que considere que un documento es “equivalente” al Documento extranjero que se indica en esta Norma de Referencia, debe solicitar por escrito a PEMEX la autorización para su uso y anexar los antecedentes y argumentación que justifique su solicitud, así como una comparativa, concepto por concepto, y demostrar que el documento que propone, es igual al que se indica o refiere en esta NRF., a lo que PEMEX debe responder. 12.2.5. Cuando el “equivalente”, no es de origen Nacional, se debe legalizar ante cónsul mexicano o, cuando resulte aplicable, apostillado de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. 12.2.6. El “equivalente” que se presente en un idioma distinto al español se deben acompañar de una traducción de dicho idioma al español, por un perito traductor, y debe considerar la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. La traducción debe ostentar la siguiente leyenda que debe signar el representante legal del Licitante, Contratista y/o Proveedor, que propone el documento equivalente. “Esta traducción refleja fielmente el contenido e interpretación del documento original en su idioma de origen, para los efectos de la Licitación y/o Contrato, como para los efectos Legales que den a lugar” 12.2.7. La respuesta de PEMEX al uso de un documento “equivalente” debe ser por escrito, e indicar si se autoriza el documento propuesto como “equivalente”, o no, en el caso de que no se autorice el uso del documento, el Licitante, Contratista, o Proveedor, está obligado a cumplir con el Documento extranjero.
  • 38. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS NRF-001-PEMEX-2013 PÁGINA 38 DE 38 TRANSITORIOS PRIMERO: Excepcionalmente y sólo durante los primeros dos años, después de la publicación del Aviso de Declaratoria de Vigencia respectivo, el contenido de S para Tubos CC para SA en región 1 y 2 de acuerdo con ISO 15156-2:2009, puede ser de hasta 0.005%, con la composición química siguientes: 4.- Para Tubos de espesor mayor de 19 mm (3/4 in) en todos los grados y para el grado L450 (X65) en cualquier espesor se puede incrementar el contenido de Mn hasta un máximo de 1.35 por ciento; sin embargo, para cada incremento en este elemento se debe disminuir el contenido de S en cumplimiento con la tabla A abajo, manteniendo los limites establecidos de CE y calculados con las notas 2 y 3. 5.- Para grados L415 y L450 (X60 y X65), se permite un incremento de Mn hasta 1.45 por ciento, siempre y cuando el contenido de carbono sea de 0.05 por ciento máximo. 6.- La relación Ca/S debe ser mayor o igual a 1.0, para un S máximo de 0.005 por ciento. Elemento Porcentaje máximo (%) Mn 1.200 1.300 1.350 S 0.004 0.003 0.002 Tabla A. Contenido de Mn y S Los Tubos SA (“S”) con composición química y contenido de azufre de hasta 0.005%, en cumplimiento con este transitorio; en adición a los requerimientos de 8.3.6.1 de esta NRF, se debe indicar con la marca S2 (Servicio amargo para región 1 y 2 de acuerdo con ISO15156-2:2009), quedando “..S2 PSL 2...”, “...S2 PSL 2O…”, “...S2 PSL 2G...” ó “…S2 PSL 2GO...” como corresponda. SEGUNDO: Excepcionalmente y sólo durante los primeros tres años, después de la publicación del Aviso de Declaratoria de Vigencia respectivo, se permite que el personal para las pruebas no destructivas este calificado con ASNT/SNT-TC-1A-2011 o equivalente, para el método NDE/NDT correspondiente, cumpliendo con los requerimientos de los numerales 8.4.1.9.1 a .3 de esta NRF.